低渗透气田开采方案设计

1、中国石油大学（华东）现代远程教育 毕业大作业（实践报告） 题 目： 低渗透气田开采方案设计 学习中心： 江苏油田学习中心 年级专业： 网络 11 春 钻井技术 学生姓名： 王永星 学 号： 实践单位： 江苏 实践起止时间：11 年 3 月 10 日11 年 5 月 10 日 中国石油大学 （华东 ）远程与继续教育学院 完成时间： 2012 年 6 月 1 日 目目 录录 前前 言言.1 第第 1 章章 天然气资源及天然气工业发展概况天然气资源及天然气工业发展概况.2 1.1 世界天然气资源及发展前景 .2 1.2 我国天然气资源及发展前景 .4 第第 2 章章 裂缝的设计步骤裂缝的设计步骤.6

2、 2.1 增产措施之一水力压裂 .6 2.2 人工裂缝的形成和分类 .7 第第 3 章章 储量计算储量计算.11 3.1 储量计算方法 .11 3.2 容积法估算天然气储量 .12 3.3 计算模拟区块储量 .13 第第 4 章章 裂缝对气田产出效果分析裂缝对气田产出效果分析 .17 4.1 气田产出效果的评价指标 .17 4.2 裂缝对气田的影响效果分析 .17 第第 5 章章 结束语结束语.26 参考文献参考文献 .28 致致 谢谢.29 附录附录 1 1.30 附附录录 2.36 前 言 天然气既是一种优质、丰富的能源，又是重要的化工原料，开发利用的经济效益和社会 效益都十分巨大，随着世

3、界各国对能源的进一步需求和对环境问题的日益关注，天然气受到 普遍重视，发展天然气工业已成为当代世界潮流。天然气在世界经济发展中起着越来越重要 的作用。在 1945 年以前，世界天然气的增长是缓慢的，其特点是伴随着油田勘探开发，出 现了伴生气和发现了油气田。在这之后到 1960 年前是天然气工业全球发展的阶段，美国处 与世界领先地位，紧随其后的是前苏联。1960 年以后是世界天然气工业大发展时期，在这个 时期，天然气地质、天然气成因、天然气地球化学、气藏工程以及相态等理论有了重大的发 展。尤其是天然气作为新能源得到了广泛的应用。到了 21 世纪，天然气工业已经得到了很 大的发展，在能源结构中占据

4、了重要的比例。技术对天然气工业发展的影响是巨大的，利用 新技术已取得的进步是人们难以想象的。从最近的几年世界天然气发展历程看，除了天然气 勘探技术不断提高外，天然气钻井、开采技术也取得了长足的进步。天然气技术的发展是随 着世界各个国家对天然气资源的利用逐渐到达的完善化而发展起来的，天然气工业在国民经 济中占据着越来越重要的地位。从环保和优质能源出发，21 世纪将是天然气的世纪，我国在 这个新的世纪里，天然气工业会获得更大的发展1。 第 1 章 天然气资源及天然气工业发展概况 1.1 世界天然气资源及发展前景 1.1.1 世界油气资源前景乐观，但面临严峻的挑战世界油气资源前景乐观，但面临严峻的挑

5、战 14 届世界石油大会估计，全球最终常规可采油气资源量和非常规油气资源量见表 1-1。 表 1-1 世界油气资源情况 资源类型 最终可采 资源 累积采出量 （1993 年 1 月） 剩余可采储量 （1993 年 1 月） 待发现资 源量 原油（）t108 31139571511645 常规 天然气（） 312m 10 32850145133 原油（）t1084000-7000(粗估) 非常规 天然气（） 312m 10 849（粗估） 油气在世界一次能源消费结构中的比例见表 1-2。 表 1-2 油气在世界一次能源消费结构中的比例 年份 油气 1970 年1980 年1990 年2000 年

6、2010 年 石 油（%）47.44839.438.837.0 天然气（%）17.718.822.322.324.3 合 计（%）65.166.860.961.161.3 1.1.2 天然气的储量增长大于石油储量增长天然气的储量增长大于石油储量增长 随着世界能源结构的转变，天然气资源已经在能源结构中占据了重要的地位，世界各个 国家从上个世纪六、七十年代开始就加大了对天然气资源的勘探和开发，但是世界天然气资 源的分布是极不均衡的，其中俄罗斯的天然气的储量是最丰富的，其次是中东地区，我国天 然气资源比较短缺，在现有的技术条件下更应该合理开发。 世界天然气的储量分布见表 1-3，从表中可以看出，天然

7、气资源的分布状况。 表 1-3 世界天然气探明储量分布（1995 年底） 国家或地区 探明天然气储量 （） 312m 10 占世界天然气总探明储量 的比例（%） 俄罗斯48.134.4 独联体其它国家7.95.6 中东45.232.4 北美8.46.0 南美和中美5.74.1 欧洲5.54.0 非洲9.46.7 亚洲和澳洲9.56.8 总计139.7100.0 1.1.3 国际天然气市场概况国际天然气市场概况 1998 年世界商品气总产量为 2.3433，比 1997 年增加了 467，增长了 38m 10 38m 10 2%。1998 年世界天然气总贸易量为 4502，占当年世界商品气总产量

8、的 19.2%。其 38m 10 中管道输送气为 3372，液化天然气为 1130，分别占世界天然气贸易量的 38m 10 38m 10 74.9%和 25.1%。 迄今为止，世界上已形成北美洲，欧洲（包括前苏联）和亚洲三大天然气市场。北美洲 时常主要包括加拿大和美国，其中加拿大是净出口国，美国是净进口国；欧洲市场包括西欧、 东欧和前苏联地区，其中，中欧、西欧的多数国家是天然气进口国，俄罗斯、荷兰、挪威是 出口国。此外，欧洲市场还大量从欧洲以外的国家，主要从非洲的阿尔及利亚和利比亚进口 天然气。亚洲市场主要包括印度尼西亚、马来西亚、日本、韩国等，其中印度尼西亚、马来 西亚是出口国，日本、韩国是

9、进口国。上述三大市场中，北美和欧洲市场几乎是完全的管道 天然气贸易；亚洲市场则完全是液化天然气贸易。各个国家的天然气市场根据自己天然气资 源的不同而发生着变化，随着各国对天然气的勘探技术和手段的改变和提高，各个国家的天 然起市场也在发生着急剧的变化，我国天然气工业的兴起，对我国的天然气市场造成了巨大 的转变，在 21 世纪，随着我国天然气工业的兴起和发展，我国会成为世界第四大天然气市 场。1998 年世界天然气进出口国的分布状况以及各国占世界天然气总贸易量的份额见表 1- 4。 表 1-4 1998 年世界天然气贸易情况 国家所占份额（%）国家所占份额（%） 前苏联27美国20 加拿大19德国

10、16 阿尔及利亚11.5日本15 挪威9.5意大利9 荷兰8.0法国8 印度尼西亚8.0 其它17.0 其它32 总出口量 4502 38m 10 总进口量 4502 38m 10 从俄罗斯、美国、英国以及其它天然气消费国天然气市场的发展里程可 以获得以下的启示： 1）在天然气市场发展早期，首先要解决时常发展的方向问题，在众多可以利用的天然 气领域中，选出首先需要发展的市场。由于国情不同，发展方向相差较大。美英等发达国家 由于煤制气发达，因而首先是逐步置换煤制气而首先发展民用市场；发展中国家在天然气发 展初期，主要用于生产化肥和发电等。苏联天然气发展的早期也是走的这条路线。 2）各国天然气消费

11、构成中，工业部门特别是电力工业的用气比例有不断上升的趋势， 燃气-蒸汽联合循环发电技术（CCGT）具有较好经济效益，是一个最重要的原因。 3）天然气市场的发展与天然气管道（包括输气干线）和城市配气管网的建设密切相关， 若天然气管道不发达，将成为制约天然气时常进一步发展的瓶颈。 4）天然气发展早期离不开政府的支持有方器是在投资和价格政策等方面，政府应向天 然气倾斜，促进天然气市场的发展。 5）天然气利用技术的不断发展。一方面要在老的应用领域不断扩大应用范围，另一方 面要不断开辟新的市场，如在交通运输业推广应用天然气，预计天然气汽车将会获得较大的 发展，未来天然气还将成为火车、轮船和飞机的燃料。此

12、外，天然气合成油技术的发展，将 为远边地区天然气的利用开辟新天地。 1.2 我国天然气资源及发展前景 1.2.1 天然气资源现状天然气资源现状 1）我国陆地和海洋大陆沉积岩面积为，共发育有 280 个中、新生界 24km 10 1 . 449 沉积盆地和 3 个古生界沉积岩分布区。据 1994 年的第二次资源评价，我国油资源为：石油 ，其中陆上，陆上石油可采资源；天然气总资源量t10906 8 t10 5 . 660 8 t10145 8 ，其中陆上。我国油气资源具有很大潜力，到 1992 年底，陆上 312m 10 1 . 40 312m 105 .29 石油探明程度只有 1/4，天然气也只

13、有 6%-7%。 2）储采状况大幅度改善，为气田开发及上产提供了物质条件。截止 1996 年底，陆上共 探明天然气储量；可采天然气储量；剩余可采储量 312m 10088 . 2 312m 10053 . 1 ；储采比 50:1（“七五”为 18:1） ；采气速度 1.62%；采出程度 35.6%。 312m 106452 . 0 又根据中国石油天然气集团公司 1998 年的资料，1998 年底累计探明天然气可采储量为 ，剩余可采储量为，其中气层气剩余可采储量为 312m 10117 . 1 312m 107879 . 0 ，是“八五”末的 1.5 倍。1998 年底气层气储采比高达 70:1

14、，比“八五” 312m 106834 . 0 末 50:1 又有大幅度的提高。 3）未动用储量中，中西部地区具有较大发展潜力。 1.2.2 天然气发展情况天然气发展情况 1、已开发气田的生产稳定，天然气产量稳步上升 以中国石油天然气集团公司为例，截止 1998 年底，建产能，生产天然气 38m 10218 ，仅为产能的 68.8%。 38m 10 7 . 149 2、一批区域性管网建成，为市场开拓奠定了一定基础 以中国石油天然气集团公司为例，累计建成输气管线 9972km，管网覆盖 11 个省、市、 自治区，年输气能力约。初步建成了三类区域性管网；一是川渝地区连接成都、 38m 10232 重

15、庆等地、市的环行管网，输气延伸长度 6192km，年输气能力约,1998 年输气 38m 10120 ；二是陕甘宁气区的放射形管网，包括陕京长输管线、靖边-西安、靖边-银川输 38m 1073 气管线，输气长度 1030km，年输气能力；三是各油田简称的一些区域性管网， 38m 1027 如：大庆朝阳沟-哈尔滨、华北永清-北京、鄯善-乌鲁木齐、彩南-石西-克拉玛依、塔中-轮 南等，总延伸长度超过 2750km，年输气能力在以上。 38m 1085 3、天然气开发已形成了系列配套的技术 依靠科技进步，天然气开发已形成了一系列使用技术，目前能基本适应气田开发的需要。 下面着重介绍产生较大影响的几项

16、使用技术。 1）开发地震技术在气田开发中的应用与推广取得了较显著的效果。 2）气藏描述与数值模拟技术的发展，推动了气田开发水平的提高。 3）现代试井与储层综合研究技术在气田前期预测评价中发挥了重要作用。 4）凝析气田循环注气开发的实施填补了我国空白。 5）低渗透气田采取经济有效的配套技术，改善和提高了开发效果。 6）老气田通过调整挖潜技术和滚动勘探开发，取得了显著的经济效益。 7）气田内部集输建设，形成了从设计到施工的配套技术。 8）采气工艺技术水平的提高，为气田稳产、高产发挥了重要作用。 4、中国天然气看好 多年来，有三个数字长期压在天然气工作者的心头，这就是：“中国天然气在能源构成、 能源

17、消费中不到 2%；中国油气当量产量比为 10:1；中国天然气勘探程度不到 7%。现在天然 气的快速发展，已引起了人们高度的重视。从改善我国能源结构、减轻大气污染，以及开发 大西北的长远利益出发，天然气将是各集团公司新的经济成长点， “西气东输”将列为中国 石油天然气集团公司的重点发展战略。这是极为必要的，也是可行的，因为： 发展天然气、改善能源结构，是国内外能源发展的大趋势。从 20 世纪 70 年代处到 90 年代初的 20 年间，全世界天然气储量、产量快速增长，天然气储量在 1991 年已超过原油， 天然气产量增幅达 64%，大大超过原游 8%的增幅。据世界权威机构预测，到 2015 年，

18、世界 天然气在总能源构成中将达到 29%-30%，超过煤炭和石油，成为世界第一大能源。 1）目前我国一次能源中煤炭占 75.3%，原由 17.5%，水电 5.3%，天然气仅为 1.9%。由 于我国能源长期依靠煤炭，加上城市机动车辆急速增加，造成相当一部分大中城市大气环境 质量恶化。为彻底改善这种状况，改善能源结构，提高居民生活环境质量，大力发展洁净的 天然气能源，将成为本实际的一个极其重要的战略任务。据初步调查，仅长江三角洲地区、 环渤海湾地区、中南地区、中西部地区和川渝等，到 2010 年天然气需求总量将达 ，全国则高达。广阔的市场将带来良好的发展机遇。 38m 10665 38m 1010

19、00 2）天然气资源探明程度低，储量增长潜力大。预计在今后一个时期内，天然气储量增 长将处于一个高峰增长时期，年均新增储量将达到（不包括中国海洋 38m 10)18001300( 石油总公司和中国石油化工集团公司） ，在 2015 年前后探明储量的增长将达到高峰。 3）我国中部地区天然气资源丰富，但就目前的经济发展状况，天然气市场需求有限， 估计到 2010 年天然气产能会有以上的富余量2。 38m 10200 第 2 章 裂缝的设计步骤 2.1 增产措施之一水力压裂 水力压裂是油气井增产水井增注的一项重要技术措施。当地面高压泵组将液体以大大超 过地层吸收能力的排量注入井中时，在井底附近憋起超

20、过井壁附近地层的最小地应力及岩石 抗张强度的压力后，即在地层中形成裂缝。随着带有支撑剂的液体注入缝中，裂缝逐渐向前 延伸，这样在地层中形成了一定长度、宽度及高度的填沙裂缝，由于压裂形成的裂缝具有很 高的导流能力，使油气能够畅流入出，从而起到了增产增注作用。大型水力压裂可以在低渗 透油气藏内形成深穿透、高导流能力的裂缝，使原来没有工业价值的油气田成为具有一定产 能的油气田，其意义远远超过一口井增产增注作用。本节主要介绍水力压裂的造逢机理，压 裂设计和压裂工艺。 造逢机理：造逢机理： 在地层中造缝，井底附近的地应力及其分布、岩石力学性质、压裂液的渗透性以及注入 方式，是反映裂缝几何形态的主要因素。

21、压裂过程中当井口压力达到Pi值后，地层发生破 裂，然后在较低的延伸压力Pex下裂缝向地层深处延伸。在地层渗透率较高或存在微裂缝的 条件下，地层破裂时井底压力并不比延伸压力有明显的提高。这些现象放映了井底附近地层 中地应力分布的不同以及岩石在力学性质上的差异。 一般情况下，地层中的岩石处于压应力状态，作用在地下某单元体上的力有垂向主应力 和水平的主应力（又分为互相垂直的） 。 z H yx 和 （1）垂向应力： 作用在单元体上的垂向应力来自上覆岩层的重量，其数值约为： （2-1） fmaz Dg1 式中：总垂向应力，Pa； z 岩石骨架密度，一般为 20003400； ma 3 mkg 3 mk

22、g 流体密度，； f 3 mkg D 地层深度，m； 空隙度； 由于油气层中均有一定的孔隙压力（即地层压力或空隙压力） ，部分上覆岩层的压力 p P 被多孔介质中的流体压力支撑，故有垂向应力可表示为： ze （2-2）P zze 如果岩石处于弹性状态，根据广义虎克定律，假设水平应变为零且，则可求岩 yx 石的有效水平应力与有效垂直向应力的关系为： xe （2-3） zexe 1 式中： 岩石的泊松比 （2）地质构造地应力的影响： 应力之间的关系受地质构造的影响发生很大的变化，不仅垂向应力受构造的控制，而 且水平应力也彼此不等。和的两个分应力 yxH 如果岩石单元体是各向同性材料，岩石破裂时的裂

23、缝方向总是垂直于最小应力轴，当 已知地层中各应力的大小时，裂缝的形态或裂缝的方向即可被确定。 （3）井壁上的应力： 井筒对地应力及其分布的影响。在地层中钻井以后，破坏了原始应力的平衡 状态，使得井壁上及其周围地层中的应力分布发生了变化，为了简化将地层中的 三维应力问题应用二维方法来处理，并近似地直接采用弹性力学中双向受力的无 限大平板中钻有一个圆孔时的应力计算公式来分析井壁应力3。 根据弹性力学中周向应力的计算式得圆孔周向的应力分布为： （2-4） 2cos 3 1 2 1 2 4 4 2 2 r a r a yxyx p 当时， Hyx ar ，且 Hyx 222 2.2 人工裂缝的形成和分

24、类 人工裂缝是在气田生产的末期，由于井底的污染或产气量的减少，而导 致气田生产困难时使用的一种常见的增产措施。其目的是改善气井的生产条 件，增大采收率。气田上普遍使用水力压裂的方法制造人工裂缝，通过控制 裂缝的方向，长度和宽度及裂缝的导流能力来实现预定的增产效果。大量的 人工水力压裂的实践和理论表明：一次成功的水力压裂后，井底只能出现一 条裂缝，裂缝的方向主要是依靠地层中的应力分布。如果地层中最小轴应力 是水平方向的，那么，水力压裂产生的裂缝常是垂直于层面的垂直裂缝，垂 直裂缝延伸方向也总是沿着最小轴应力的垂直方向展布。如果最小轴应力是 垂直方向的，那么，水利压裂产生的裂缝是平行于层面的水平裂

25、缝。大多数 深井的人工裂缝是高角度的垂直裂缝，只有在浅井才有可能出现水平裂缝。 人工裂缝改变了井底的地质构造，引起地层的渗流特性的变化，因此人工裂 缝对气田生产有很好的效果4。 2.2.1 人工垂直裂缝对提高气井产量的作用人工垂直裂缝对提高气井产量的作用 本次设计所压裂的人工裂缝是垂直裂缝，垂直裂缝也是在生产中常 使用的裂缝，它对气井的增产效果主要有以下几个方面： 1) 垂直裂缝可以改变井底附近流体的滤流方式。即压裂前以井底附近消耗能量较大的 径向滤流方式转变为压裂后井底附近消耗相对减少的线形流动方式。 图 2.1 垂直裂缝简单示意图 2) 扩大气流流入井筒的截面积。 3) 变井底的渗流条件，

26、提高井底的渗透率或是由于人工垂直裂缝穿过井筒附近的污染 区，从而改善井底的渗流状况。 2.2.2 垂直裂缝井模型流体的流动方式 裂缝井系统的流体流动包括在裂缝中的流动和在地层多孔介质中的流动。垂直裂缝井的 流体流动大致可分为四个阶段： 1) 裂缝内的线形流动：气井的产量来自井底的垂直裂缝，由于裂缝介质和流体弹性膨 胀引起裂缝内流体沿裂缝呈线性流动流入井筒。 图 2.2 裂缝内线形流动示意图 2) 双线流动： 是由两种线形流动同时进行的流动状态。一种是在裂缝内不可压缩流体的线性流动，另 一种是地层中轻微可压缩流体向垂直裂缝渗流的线性流动，由于裂缝内储存的流体是有限的， 所以流入井筒的流体大多数是

27、来自裂缝以外的均质地层。 （如图 2.3） 图 2.3 裂缝内双线形流动示意图 图 2.4 地层内线形流动示 意 3) 地层内的线性流动：在多孔介质内流体靠地层与流体的弹性膨胀以线性方式流入裂 缝。 （如图 2.4） 4) 视线性流动：在裂缝对地层的流体流动影响范围以外，在弹性机理作用下，地层流 体以径向流动方式向裂缝影响区汇集5。 （如图 2.5） 图 2.5 地层内视线形流动示意图 以上四种流动过程处于一个压力系统下，尽管他们流动性质不同，但是四个流动过程是 依次衔接的，两个相邻的流动过程是连续的，相互影响的，形式上是逐渐过渡的4。 图 2.6 网格布置示 意 2.2.3 网格的选取和井的

28、布置：网格的选取和井的布置： 本次设计完全依靠气田本身的能量来开采，在水平面上 X 轴 Y 轴方向各有 15 个网格， 单个网格长度 100 米，在区块的左下角即（1，1）坐标上有一口生产井。 2.2.4 裂缝的设计方案和考虑因素裂缝的设计方案和考虑因素 1裂缝方向：选取 X 轴、44.5角和 22.5角三个不同方向的裂缝。由于在黑油模型 中只有 X 方向和 Y 方向渗透率，布置倾斜裂缝时采用 X 轴裂缝和 Y 轴裂缝结合来模拟。 2裂缝长度：在裂缝方向选定的前提下，X 轴裂缝长度取 100 米，500 米，和 1000 米 三种选取方法。在倾斜方向上则较复杂，具体见表 21。 3裂缝导流能力

29、：无因次裂缝导流能力是评价裂缝导流效果的指标。无因次导流能力 越大，线性流动时间越长。它是由下列公式计算得出的： (2-1) cd F f mf KW KL 式中： 裂缝导油能力Fcd 裂缝渗透率Kf 基岩渗透率Km 裂缝宽度W 设计中的裂缝的渗透率是在式中裂缝的长度给定，在已知裂缝宽度 100m（裂缝宽度 f L 为等效的裂缝宽度，即为区块网格宽度） ，网格长度和宽度都为 100 米的情况下求得。设计 中裂缝的无因次导流能力选取 2 个不同的值，分别为 100，300。根据不同的导流能力布置 （在各长度、不同基岩渗透率和不同的方向上）了 54 种方案 6。具体的布置见表 2-1： 表 2-1

30、 裂缝的布置方案表 2.2.5 裂缝渗透率的取法裂缝渗透率的取法 在上面 3 节中我们知道裂缝渗透率是由无因次导流能力和裂缝宽度以及裂缝高度得到 的，但通过公式取得的 Kf值不能作为裂缝基岩系统网格的渗透率值。 我们知道裂缝在基岩体系中，它对基岩体的液体流动有影响，我们应该把裂缝的影响效 果等效到网格的宽度上。由产量公式： (2-2) w e r r pkh q ln 2 我们知道油井的产量和流动系数 有关。因此可以让裂缝的流动系数和网格宽度的 Kh 裂缝的流动系数相同，即*W=*DX。这样就可求出等效后的裂缝，对于与 X 轴有夹KffKf 角的裂缝的渗透率，其值根据夹角变化，在本次设计中用

31、X 方向和 Y 方向渗透率合成模拟倾 斜方向渗透率，不考虑角度影响。 根据上述的设计方案，首先选取了无裂缝的条件下，在不同的生产压力下，不同的动态 指标下（指井底生产压力和最大产量）和不同的地层系数的情况下布置了几十个方案，计算 了各个方案的 40 年的累积产量，综合对比最后把生产动态指标确定为：生产井井底压力 100Kpa，最大单井产量 200 万方/天，地层系数 50，再结合不同的裂缝设计方案，共设计 54 个方案，各方案的生产年限为 40 年，在 DOS 下执行，结果文件存在*.OUT 中7 13 14。 设计所需的其它基础数据详见附录 2。 裂缝导流能力（Fcd） 裂缝方向裂缝长度（m

32、） 100300 100M 500M X 方向 1000M 100300 100MX100MY 500MX500MY 45方向 1000MX1000MY 100300 500MX200MY 1000MX400MY 22.5方向 1500MX600MY 100300 第 3 章 储量计算 3.1 储量计算方法 国内外气藏储量计算方法主要有下面几种： 1） 类比法； 2） 容积法； 3） 物资平衡法； 4） 产量递减法； 5） 矿场不稳定试井法； 6） 统计模拟法。 对于每一个气藏究竟选用什么方法来计算储量，主要取决于勘探程度、气藏地址特征、 驱动类型及矿场地址资料的拥有情况。 类比法适用于钻井前

33、未探明的地区。它是根据已经枯竭，或者接近于枯竭的气藏，计算 出在 1面积上 1m 气层厚度中的气储量的平均值。将此平均值外推到和这一面积在地质 2 hm 上相类似的邻近面积的新气藏。在美国则是用类比法估算不同地区、不同井深平均每口生产 井可获得的可采储量。 容积法是计算气藏地质储量的主要方法，应用最广泛。容积法适用于不同勘探开发阶段、 不同的圈闭类型、不同的储集类型和驱动方式。计算结果的可靠程度取决于资料的数量和质 量。对于大、中型构造砂岩储集层气藏，计算精度较高，而对于复杂类型气藏，则准确性较 低。 物资平衡法是利用生产资料计算动态地质储量的一种方法，适用于气藏开采一段时间， 地层压力明显降

34、低（大于 1Mpa） ，已采出可采储量的 10%以上时，放能取得有效的结果。 对于封闭型的高渗透的气藏和连同较好的裂缝型气藏，物资平衡法计算储量的精度较高。 对于低渗透的气藏，精度较低。应用物资平衡方程时，必须查明气藏的驱动类型，取全取准 阶段的产量、压力等资料。 产量递减法使用与气藏开发后期，气藏已达到一定的采出程度，并经过开发 调整之后，气藏已经进入递减阶段。根据递减阶段的产量与时间服从一定的变化 规律，利用这一递减规律，预测达到经济界限时的最大累积产气量，将此数据加 上递减之前的总产气量，即可得到气藏的可采储量值。由于影响气藏产量递减的 因素比较多，因此正确判断气藏是否已真正进入递减阶段

35、和取得真实的递减率参 数，是用好产量递减法的关键。 矿场不稳定试井法是利用出气的探井，进行矿场不稳定试井的测试工作，在保持产量稳 定的条件下，连续地测量井底流动压力随时间的变化关系，以确定气井的控制的断块或裂缝、 气藏的地质储量。该法对于渗透性、连通性差的气藏效果不好，计算结果一般偏低。 统计模拟法在国内外已经逐渐的成为储量计算的常规方法，在资源评价中更得到广泛应 用。该法以随机变量为对象，以概率论为理论基础，计算的结果是提供一条储量概率分布曲 线，根据该曲线，可以获得不同程度的储量数字。统计模拟法对复杂气藏计算十分有用，可 以提供一个合理的储量范围值。 由上面叙述的各种方法的适用范围及精度，

36、本设计用容积法来估算天然气的储量。 3.2 容积法估算天然气储量 容积法是在气田(气藏)储量计算中一种常用的方法,在气田勘探早期,要准确计算储量是比 较困难的,在气田未投入试采及开发前，容积法是唯一可利用的静态资料进行储量计算的方法， 他有很宽的适用范围，对不同的圈闭类型、驱动类型及裂缝孔隙型气藏，在不同的勘探开 发阶段都可使用。 3.2.1 方法基础公式方法基础公式 容积法是一种以计算地下岩石中天然气所占的体积为基础的一种静态方法， 天然气体积是以岩石孔隙度、含气饱和度、含气面积及天然气体积系数等几项储 量参数为基础的计算。它的计算公式为 h(1-S) （3-1）AG01 . 0 w isc

37、 isc ZTP PT 式中 G气田的原始地质储量，10 m； 83 A含气面积，km ； 2 h平均有效厚度，m； 平均有效孔隙度，%； S平均原始含气饱和度，%； W T气层温度，K； Tsc地面标准温度，K； P地面标准压力，Mpa； sc P原始地层压力，Mpa； i Z 原始气体偏差系数，量纲为一。 i 3.2.2 容积法应用于条件限制容积法应用于条件限制 容积法广泛应用于各种天然气田或气藏的计算,但在使用中需考虑下几方面问题。 1）容积法虽在勘探早期直至开发阶段都可使用，但他只适用于孔隙型及裂缝孔隙型 气藏或气田，不适用于裂缝型、裂缝洞穴型的碳酸盐岩和火成岩等气藏。由于裂缝型气藏

38、中天然气主要储集在裂缝及沿裂缝溶蚀的溶洞及洞穴中，至今仍未找到一讨教准确估计裂缝 发育分布及确定裂缝中含气体积形态、延伸与范围的方法，而且裂缝的体积也是个难题，因 而无法求得准确的含气面积、裂缝率、有效厚度等容积法储量计算所必需的参数，是容积法 在这类储层中受限。 2）储层横向变化与连续性是影响容积法储量计算的关键问题。对孔隙型及裂缝孔隙 型储基层要用容积法进行储量计算必须搞清储层横向变化及展布。应为往往通过少量钻井不 足以掌握住储层有效厚度的变化及含气面积的变化，这两个参数误差会造成储量计算的很大 误差。因而对气藏进行准确的容积珐储量计算，必须搞清储集层有效厚度的横向变化及储层 残厚的确切变

39、化，才能准确圈定含气面积。 3）裂缝孔隙型气藏在裂缝很发育的条件下徐分别计算裂缝与孔隙体积的储量。这在 国外特别是前苏联由于发现大的裂缝孔隙型碳酸盐岩气田较多，因而往往对气田的孔隙部 分与裂缝部分储量分开计算。 4）不同勘探程度及取得资料条件容积法储量计算误差有明显的差别，而且储量级别不 同。在气藏预探阶段，只有个别预探井作资料井，构造、含气面积及储层横向变化都不确切 了解，甚至一些储层参数可能是借用或类比得到的，因而这种情况容积法计算储量只能预测 储量级别，储量没有精度要求，只能作为评价钻探的依据。而当气藏范围钻有少量评价井， 资料取得相对较多，但对含气面积及气水边界尚不完全清除的情况下，容

40、积法储量可达到控 制储量级别；储量准确度要达到 50%，可作为进一步评价钻探及今后求得探明储量的依据及 基础。只有在评价钻探完成、地质认识程度清除、各种静态储量参数准确性有所保证和含气 面积清楚的条件下，容积法计算的储量才能达到未开发探明储量级别。如果在求得岩心直接 测定法得到的采收率值，还可计算可采储量，误差要求在 20%以内，它可作为气田开发方案 的依据。当气田或气藏已投入开发，在取得较理想的生产资料进行动态法采收率计算与动态 储量计算时，容积法储量可达到开发探明储量级别，也可作为储量复核的方法之一。 3.3 计算模拟区块储量 由模拟数据可知：A=； 2 1500 15002.25km 所

41、以，储量*h*(1-S)* AG01 . 0 w isc isc ZTP PT =0.012.25900.020.72 (20273) 4.65 0.101 (83.1273) 0.8 = 83 1.38 10 m 由软件模拟得出的该区块地质储量为 1.43 10 m 。二者相差为（1.43-1.38） 83 /1.43=3.49%。这是由于模拟软件中的计算方法可能跟我这里所用的容积法不同，但是由于偏 差在 5%以内，所以本软件模拟的地质储量符合数据要求8。 第 4 章 裂缝对气田产出效果分析 4.1 气田产出效果的评价指标 我们知道气田开发的目的就是多采气，快采气，也就是提高天然气的采收率和

42、天然气的 采气速度。因此在评价一个采气方案是否合理时，就要考虑该方案是否提高了天然气的采收 率和采气速度，要考虑方案是否达到目的，是否有经济效益。一般来说一项增产措施的使用 成本很高，在分析增产措施时要看成本的高低。目前，降低成本以成为气田开发生产的当务 之急9。 在气田生产中，增大天然气的采收率和提高采气速度是相互矛盾的，在提高了天然气的 采气速度的同时，一般也降低了天然气的最终采收率，采气速度的增大会使成本回收期变短， 有利于气田的再生产。而最终采收率的降低又影响气田未来的经济效益。在气田生产中，一 般把提高天然气采收率作为开发的主要目标。 4.2 裂缝对气田的影响效果分析 由上述几章，我

43、们知道裂缝的对气田产出的影响因数有长度、裂缝方向、裂缝导流能力 及裂缝的宽度和密度。各个方向的裂缝和不同导流能力时各年的累积产气量具体见以下各图： 图 4.1 X 方向Fcd为 100 累积产量变化图 图 4.2 X 方向Fcd为 300 累积产量变化 0 10 20 30 40 50 60 70 80 01020304050 年份 累积产量 无裂缝 Lf=100米 Lf=100米 Lf=100米 Lf=500米 Lf=500米 Lf=500米 Lf=1000米 Lf=1000米 Lf=1000米 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 01020304050 年份 累积产量

44、 无裂缝 Lf=100米 Lf=100米 Lf=100米 Lf=500米 Lf=500米 Lf=500米 Lf=1000米 Lf=1000米 Lf=1000米 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 01020304050 年份 累积产量 无裂缝 500MX200MY 500MX200MY 500MX200MY 1000MX400MY 1000MX400MY 1000MX400MY 1500MX600MY 1500MX600MY 1500MX600MY 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 01020304050 年份 累积产量 无裂缝 5

45、00MX200MY 500MX200MY 500MX200MY 1000MX400MY 1000MX400MY 1000MX400MY 1500MX600MY 1500MX600MY 1500MX600MY 0 20 40 60 80 100 01020304050 年份 累积产量 无裂缝 100MX100MY 100MX100MY 100MX100MY 500MX500MY 500MX500MY 500MX500MY 1000MX1000MY 1000MX1000MY 1000MX1000MY 0 20 40 60 80 100 01020304050 年份 累积产量 无裂缝 100MX10

46、0MY 100MX100MY 100MX100MY 500MX500MY 500MX500MY 500MX500MY 1000MX1000MY 1000MX1000MY 1000MX1000MY 图 4.3 45 度方向Fcd为 300 累积产量图 图 4.4 45 度方向 Fcd 为 100 累积产量变化图 图 4.5 22.5 度方向Fcd为 100 累积产量图 图 4.6 22.5 度方向Fcd为 300 累积产量图 下面根据设计布置的方案对各因数的影响进行分析比较。 4.2.1 长度方面和导流能力方面的影响 本设计中，裂缝分为两种，一种是水平方向的裂缝（即 X 方向） ，另一种是倾斜方

47、向的 裂缝。 下面是水平方向（即 X 方向）上，不同导流能力时不同长度裂缝 40 年累积产量变化表。 见下表 4-1 和图 4-7，图 4-8： 表 4-1 不同导流能力时不同长度 X 方向裂缝累积产量变化（产量单位：） 38 10 m 导流能力 裂缝长度 100300 100M0.2990.3130.3150.3110.3160.317 500M0.4470.5230.5400.5090.5450.551 1000M0.5900.7230.7470.6940.7550.764 0.25 0.45 0.65 0.85 04008001200 裂缝长度 m 累积产量 方案1-3 方案4-6 方案

48、7-9 0.25 0.45 0.65 0.85 04008001200 裂缝长度 m 累积产量 方案10-12 方案13-15 方案16-18 图 4.7 Fcd为 100 不同方向裂缝累积产量 图 4.8 Fcd为 300 不同方向裂缝累积产量 由上面两个图可以看出，在 X 方向的裂缝，导流能力为 100 时在裂缝长度不相同时，方 案 4-6 和方案 7-9 的累积产量没有太大的变化，在导流能力为 300 时方案 13-15 和方案 16-18 的累积产量也没什么太大的变化，从方案 1 到方案 3，方案 4 到 6，方案 7 到 9 累积产量变 化的比较大，同样图 4-8 也有同样的规律。

49、由表 4-1 可以看出，导流能力为 100 时，在裂缝长度为 1000 米时，累积产量才有大的 变化，在导流能力为 300 时也有同样的变化规律，说明裂缝在长的时候对气藏累积产量的影 响比较大，在相同长度的裂缝情况下，其导流不同时累积产量没有明显的变化，说明对气藏 最终累积产量气决定作用的是裂缝的长度，本设计方案的最佳裂缝长度为 1000 米。 下面是不同导流能力时不同长度倾斜方向裂缝 40 年累积产量变化表。见下表 4-2 和图 4-9，图 4-10，4-11 和 4-12： 表 4-2 不同导流能力时不同长度倾斜方向裂缝累积产量变化（产量单位：） 38 10 m 导流能力 裂缝大小 100

50、300 100M X 100M Y0.3050.3130.3450.3260.3360.337 500M X 500M Y0.4880.6780.7280.6250.7480.770 1000M X 1000M Y0.6480.9701.0600.8801.0901.130 500M X 200M Y0.4550.5650.5890.5390.5980.607 1000M X 400M Y0.6080.8030.8470.7550.8640.880 1500M X 600M Y0.6900.8740.9110.8320.9250.939 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 040080

51、01200 裂缝长度m（*MX*MY） 累积产量 方案19-21 方案22-24 方案25-27 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2 04008001200 裂缝长度m（*MX*MY） 累积产量 方案28-30 方案31-33 方案34-36 0.4 0.6 0.8 1 04008001200 裂缝长度m（5*MX2*MY） 累积产量 方案37-39 方案40-42 方案43-45 0.4 0.6 0.8 1 04008001200 裂缝长度m（5*MX2*MY） 累积产量 方案46-48 方案49-51 方案52-54 图 4.9 Fcd为 100 不同方向裂缝累积产量 图 4.10

52、 Fcd为 300 不同方向裂缝累积产量 图 4.11 Fcd为 100 不同方向裂缝累积产量 图 4.12 Fcd为 300 不同方向裂缝累积产量 从上面表格可以看出，在导流能力为 100 时，随着裂缝长度的变化，在同一个方向上的 裂缝对产量的影响逐渐加大，在导流能力为 300 的时候也有同样的变化规律。裂缝方向变化 了，对累积产量的影响不是很大。随着导流流能力的增大，40 年最终的累积产量在相同的裂 缝方向和长度上没有太大的变化。 从图 4-9 和图 4-10 可以看出，45 度方向的裂缝，随着裂缝长度的增加，各个图的的累 积产量都是逐渐增加的对于不用的方案增加的幅度不一样，并且还有继续增

53、大的趋势。从图 4-11 和图 4-12 可以看出，在 22.5 度方向的裂缝，裂缝长度在 500 米前的累积产量增加的幅 度比较大，在裂缝长度大于 500 米之后，增加的幅度比较缓慢，而且有趋向稳定，说明 22.5 度方向的裂缝随着长度的增加累积产量并不是一直增加的。 从以上两个表格和几个图可以看出，在 45 度方向的裂缝达到了最大的累积产量，所以 我认为压裂应尽可能的沿对角线方向进行。还可以知道在相同方向上的裂缝，长度增加时， 累积产量有很大的增大，导流能力的增大对累积产量没有太大的影响，在每个方向上的裂缝 其最佳方案均为裂缝最长的那个，所以在压裂成本允许的情况下，裂缝越长越好。 对于不加

54、裂缝的设计方案，其在 40 年的累积产量为。对应的累积采收率 83 0.295 10 m 为 20.63%。在和不同长度裂缝方案比较后，随着裂缝长度的加大，采收率有明显的增大。其 中在 45角方向的裂缝，随着裂缝长度的增加 40 年的最终采收率变化最大，最大的达到了 79.02%，说明在人工压裂之后采收率有特别大的提高，具体见表 4-3 和图： 表 4-3 不同导流能力时不同长度方向的裂缝采收率变化 裂缝长度裂缝长度 采收率（%） 100MX20.9121.8922.0321.7522.1022.17 500MX31.2636.5737.7635.6038.1138.53 1000MX41.2650.5652.2448.5352.8053.43 100MX100MY21.3321.8924.1322.8023.5023.57 500MX500MY34.1347.4150.9143.7152.3153.85 1000MX1000MY45.3167.8074.1361.5472.2279.02 500MX200MY31.8239.5141.1937.6941.8242.45 1000MX400MY42.5256.1559